Alimenter en énergie électrique les plates-formes

Extraction et production
Alimenter en énergie électrique
les plates-formes offshore
Quelles solutions pour couvrir les besoins énergétiques des
plates-formes pétrolières et gazières ?
Rahul Chokhawala
La fourniture d’électricité et d’autres
formes d’énergie débute par l’exploration de sources d’énergie primaire.
Souvent situées dans des sites isolés,
leur exploitation pose un défi de taille
aux sociétés pétrolières et gazières.
Les plates-formes très éloignées de la
côte sont une parfaite illustration de
ces sites où la sécurité, les contraintes environnementales et la rentabilité
sur le cycle de vie figurent en tête des
priorités. Avec sa solution HVDC
Light®, ABB apporte la réponse la
plus économique et la plus écologique pour alimenter en électricité ces
plates-formes.
52
Revue ABB 1/2008
Alimenter en énergie électrique les plates-formes offshore
Extraction et production
1
Principaux constituants d’un système CCHT à convertisseurs à
source de tension
Convertisseurs à
électronique de puissance
Station de
conversion à terre
Réseau de la plate-forme
’exploitant d’une plateforme a deux options
pour faire tourner ses machines électriques : produire
l’électricité sur place au
moyen de turbines à gaz qui
entraînent des générateurs
ou l’acheminer depuis la
côte par des câbles sousmarins. Or s’il semble naturel de récupérer le gaz produit sur la plate-forme pour
alimenter les turbines, dans
bien des cas ce n’est pas la
solution la plus rentable.
Réseau électrique
L
Station de
conversion en mer
Câbles CC
Conversion CA-CC
CA prélevé sur le réseau terrestre
Les turbines à gaz sont essentiellement des moteurs thermiques qui
récupèrent l’énergie des gaz chauds
issus de la combustion de gaz ou de
fioul pour entraîner un générateur
d’électricité. Ce processus en quatre
étapes – combustion, compression,
transfert de chaleur et rotation mécanique – nécessite des équipements
énergivores dont l’exploitation et la
maintenance sont lourdes.
Une plate-forme produisant 100 MW rejette en
moyenne plus de 500 000
tonnes de CO2 par an.
Les plates-formes offshore utilisent
principalement des turbines à gaz à
cycle simple, plus légères et plus
compactes. Ces turbines ont des rendements très médiocres, surtout
lorsqu’elles ne tournent pas à plein
régime, ce qui est souvent le cas.
Actuellement, les plus performantes
affichent des rendements de 20 à
30 %. Partant d’un taux de conversion
combustible/électricité idéal de
10,8 kWh/Nm3 pour le gaz naturel
standard, la combustion d’un normomètre cube de ce gaz produit à peine
3 kWh d’électricité et émet près de
2 kg de CO2. Ainsi, une plate-forme
produisant 100 MW rejette en moyenne
plus de 500 000 tonnes de CO2 par
an et près de 300 tonnes d’oxydes
d’azote (NOx), gaz toxiques tant pour
l’homme que pour la nature.
Conversion CC-CA
CA restitué à la plate-forme
cinq ou six turbines à des fins de redondance et d’applications spécifiques.
Le transport en courant alternatif (CA)
par câbles sous-marins jusqu’à des installations offshore souvent distantes de
plusieurs dizaines de kilomètres de la
côte est une technologie qui a fait ses
preuves. Sur des distances supérieures,
les liaisons CA souffrent de contraintes
intrinsèques. En effet, la capacité répartie des câbles coaxiaux augmente
avec leur longueur. Cette capacité produit à son tour de la puissance réactive qui impose d’utiliser, par exemple,
une compensation statique ou particulière de puissance réactive.
Les problèmes dynamiques liés aux
câbles CA longues distances doivent
être évalués et atténués. Ainsi, de gros
2
condensateurs en série avec
la réactance d’aimantation
du transformateur peuvent
créer un phénomène de ferrorésonance lors de la mise
sous tension de la liaison et
entraîner sa défaillance. De
même, les creux de tension
transitoires provoqués par
des perturbations sur le
réseau terrestre s’amplifient
et se propagent le long des
câbles, risquant de déclencher des équipements sensibles de la plate-forme.
Les liaisons CC offrent les
meilleures performances
pour l’alimentation électrique des plates-formes.
Les inconvénients des câbles CA longues distances ne se retrouvent pas
dans les liaisons à courant continu
(CC). En fait, les liaisons CC haute
tension (CCHT) mettent en œuvre des
convertisseurs à source de tension et
sont précisément conçues pour transporter de fortes puissances sur de longues distances. Ainsi, cette technologie a permis de s’affranchir des limites
de distance [1,2].
Principale différence entre une liaison
CC et une liaison CA : pour la premiè-
Module HVDC Light® de la plate-forme Troll A de Statoil
L’exploitation et la maintenance sont
proportionnelles au nombre de turbines. Il n’est pas rare qu’une plateforme consommant 100 MW embarque
Revue ABB 1/2008
53
Alimenter en énergie électrique les plates-formes offshore
Extraction et production
re, la nécessité d’une conversion à
chaque extrémité de la ligne (CA/CC
côté terre et CC/CA côté mer) 1 . Si
ces convertisseurs augmentent le coût
de la liaison CC, celle-ci ne requiert
que deux câbles à comparer aux trois
câbles du transport CA. A cela s’ajoute
la section réduite des câbles du fait de
leur capacité de transport accrue ; l’un
dans l’autre, les économies de câbles
compensent largement le coût des
convertisseurs au fur et à mesure que
les distances s’allongent.
La solution HVDC Light® d’ABB est un
système de transport par câble basé
sur la technologie CCHT à convertisseurs à source de tension. Conçu au
départ pour des applications terrestres, le premier système est entré en
service en 1997 sur l’île de Gotland en
Suède pour raccorder les éoliennes du
sud au réseau du nord de l’île. Depuis,
huit systèmes de ce type ont été
installés à travers le monde pour des
applications terrestres, totalisant près
Coûts d’investissement, créneaux de
marché
Liaison CA
Puissance (MW)
3
Liaison CC
Turbines à gaz
Longueur des câbles (km)
4
de 1200 MW sur 500 km. La première
version offshore de HVDC Light® est
entrée en exploitation en 2005 en mer
du Nord sur la gigantesque plate-forme
gazière Troll A du Norvégien Statoil 2
. Le champ BP de Valhall, également
en mer du Nord, sera prochainement
équipé de la technologie HVDC Light®,
avec une mise en service prévue pour
2009.
Les liaisons CC créent des
opportunités pour réduire
les coûts d’exploitation.
Les convertisseurs de la solution
HVDC Light® mettent en œuvre des
transistors de puissance de type IGBT
(Insulated Gate Bipolar Transistor)
avec des fréquences de commutation
jusqu’à 2000 Hz pour convertir la tension alternative sinusoïdale. Comparés
à une seule turbine à gaz, ils exigent
très peu de maintenance, limitée pour
l’essentiel aux disjoncteurs CA et aux
systèmes de refroidissement.
Le développement d’un nouveau
champ autorise une démarche innovante avec peu ou pas de dépenses
de démolition ou de démontage de
l’existant. Le système HVDC Light®
installé pour la plate-forme Troll A en
est l’exemple probant (compression
du gaz suite à une chute de pression
dans le réservoir avant son transport
en gazoduc [3]).
Deuxième exemple : satisfaire les
besoins accrus en énergie d’un site
existant avec ou sans remplacement
des équipements de production
d’énergie. C’est ainsi que l’opérateur
BP a décidé de retirer la turbine à gaz
de son champ de Valhall et d’alimenter le site exclusivement à partir du
continent. La solution HVDC Light® a
permis de répondre à la hausse des
besoins énergétiques [4].
Troisième exemple : l’électrification
d’une plate-forme existante ou d’un
groupe de champs.
Types d’application
Solution optimale
Le choix d’une solution énergétique
pour une plate-forme repose sur plusieurs critères :
nature du projet : installation neuve
ou modernisation/réaménagement
de l’existant ;
type d’application ;
cadre réglementaire ;
coûts d’investissement ;
coûts d’exploitation.
Lorsqu’un compresseur est commandé
en vitesse variable pour des performances maximales, une liaison CCHT
et un moteur à haute tension constituent la meilleure solution, comme le
démontre le projet de précompression
de la plate-forme Troll A [5]. Une
autre application peut nécessiter le
raccordement direct des moteurs au
réseau (comme pour la plate-forme de
Valhall), ce qui est pris en compte dès
la conception du système CCHT à
Eléments entrant dans le calcul des coûts d’exploitation sur le cycle de vie
Eléments
Norvège
Référence
Unité
Prix de gros de l’électricité
46,7
66,7
US$/MWh
Prix de vente du combustible
0,24
0,24
US$/Nm3
Pertes d’un convertisseur HVDC Light®
4%
4%
4–6 %
4–6 %
Pertes d’un câble HVDC Light®
54
Nature du projet
Conversion combustible/électricité à un rendement de 100 %
10,8
10,8
Rendement d’une turbine à gaz
40 %
30 %
kWh/Nm3
Emission de CO2 – 100 % de rendement
0,21
0,21
Ecotaxe ou cours du quota d’émissions de CO2
56,3
16,7
US$/t
Emissions de NOx
0,4
0,4
kg/kWh
Ecotaxe ou cours du quota d’émissions de NOx
(horizon à 20 ans)
7,5
2,5
US$/kg
Coût annuel d’exploitation & de maintenance d’une turbine
à gaz de 25 MW (+ récupérateur de chaleur + générateur
de vapeur, Norvège)
2,5
1,7
M US$/an
Coût d’exploitation & de maintenance du système
HVDC Light® (toutes tailles)
0,7
0,7
M US$/an
Période d’analyse
20
20
an
Taux d’intérêt – valeur actualisée nette
7%
7%
Revue ABB 1/2008
Alimenter en énergie électrique les plates-formes offshore
Extraction et production
convertisseurs à source de tension.
Toutefois, pour les turbines à gaz et
les liaisons CA sous-marines, il
convient de prévoir des démarreurs
progressifs sur la plate-forme.
largement dictés par les besoins de
puissance. Plus ils sont importants,
plus la solution CCHT est économique
car il suffit d’augmenter les capacités
de transport de la liaison HVDC Light®
(1 000 MW maximum) pour couvrir
ces besoins. Si l’on opte pour des turbines, il faut augmenter leur nombre,
ce qui fait s’envoler les dépenses
d’exploitation et de maintenance qui
restent, au contraire, très faibles avec
la solution HVDC Light® [6,7].
Cadre réglementaire
La réglementation joue un rôle important dans le choix d’équipements offshore performants, sûrs et non polluants. En Norvège, la loi impose
d’équiper les nouvelles turbines à gaz
offshore de dispositifs dopant leur
rendement, notamment des récupérateurs de chaleur et des générateurs de
vapeur. En exigeant de faire passer le
rendement des turbines à cycle simple
de 25–30 % à 40 % environ, on réduit
certes la consommation de combustible et les émissions de gaz à effet de
serre (GES) soumises à écotaxe, mais
on augmente aussi les coûts d’exploitation et de maintenance. Qui plus
est, les récupérateurs de chaleur et
les générateurs de vapeur constituent
des dépenses d’investissement supplémentaires et accroissent les contraintes de masse et d’encombrement de la
plate-forme. Il est clair que ce type de
réglementation fait pencher la balance
en faveur des câbles électriques sousmarins.
Les câbles électriques
sous-marins réduisent
fortement les coûts
d’exploitation sur le cycle
de vie.
Plus les distances sont longues, plus
la solution CC s’impose car le surcoût
des convertisseurs est compensé par
les économies de câbles.
Le bilan économique des différentes
solutions énergétiques en lice requiert
une analyse approfondie au cas par
cas, d’une part, des coûts d’investissement et autres coûts initiaux et, d’autre
5
Coûts d’investissement
Au vu des spécificités de chaque
projet (nature, application, cadre
réglementaire), le niveau d’investissement est fonction des facteurs clés
que sont la puissance assignée (MW)
et la longueur des câbles (km). Tous
ces facteurs contribuent à créer des
créneaux de marché 3 .
Coûts d’exploitation sur le cycle de vie,
scénario 100 MW/100 km (Norvège)
M US$
M US$
Coût du gaz naturel ou de
l’électricité
552
505
Ecotaxe sur le CO2
294
Ecotaxe sur les NOx
30
Coûts d’exploitation & de
maintenance
Total coûts d’exploitation
sur le cycle de vie
Pour une distance donnée, les choix
d’investissement entre turbines à gaz
et liaisons CCHT sous-marines sont
Comparaison des coûts d’exploitation sur le cycle de vie (Norvège)
7
Coûts d’exploitation sur le
cycle de vie : référence,
100 MW/100 km
Turbine Liaisons
à gaz
sousmarines
M US$
M US$
736
722
0
Ecotaxe sur le CO2
116
0
0
Ecotaxe sur les NOx
10
0
76
8
937
729
8
988
513
Coûts d’exploitation & de
maintenance
Total coûts d’exploitation
sur le cycle de vie
Coûts d’exploitation sur le cycle de vie (référence)
2500
Turbines à gaz
Câbles électriques sous-marins
2000
Millions de US$
Millions de US$
Coûts d’exploitation sur le cycle de vie,
scénario 100 MW/100 km (référence)
Comparaison des coûts d’exploitation sur le cycle de vie (référence)
8
Turbines à gaz
Câbles électriques sous-marins
2000
Les coûts de combustibles et de personnel offshore d’exploitation et de
maintenance constituent les deux
principaux postes de dépenses d’exploitation sur le cycle de vie. Ensuite,
il convient d’ajouter les écotaxes (Norvège) ou les quotas d’émissions de
CO2 (UE). Les coûts d’exploitation sur
le cycle de vie alourdissent considéra-
Coût du gaz naturel ou de
l’électricité
113
Coûts d’exploitation sur le cycle de vie (Norvège)
2500
Contrairement aux coûts d’investissement qui, par définition, ne sont pas
diffusés, les données sur les coûts
d’exploitation sont dans le domaine
public et permettent de comparer le
bilan économique sur le cycle de vie
des turbines à gaz et des liaisons CC
sous-marines pour trois couples de
puissance/longueur (250 MW/50 km,
100 MW/100 km et 250 MW/300 km).
Ces scénarios s’appliquent à la Norvège
et à une région de référence (Union
européenne, par exemple) où la
réglementation sur les émissions de
GES ou l’efficacité énergétique est
moins contraignante mais où le prix
de l’électricité est plus élevé qu’en
Norvège.
6
Turbine Liaisons
à gaz
sousmarines
Coûts d’exploitation sur le
cycle de vie : Norvège,
100 MW/100 km
part, des coûts d’exploitation sur le
cycle de vie de chaque projet.
1500
1000
500
1500
1000
500
0
0
0
50
Revue ABB 1/2008
100
150
MW
200
250
300
0
50
100
150
MW
200
250
300
55
Alimenter en énergie électrique les plates-formes offshore
Extraction et production
blement la facture totale et doivent
entrer dans le calcul comparatif du
coût global de cycle de vie des différentes solutions énergétiques.
Le tableau 4 récapitule les principaux
éléments inclus dans le calcul des
coûts d’exploitation de nos six scénarios. Les liaisons câblées CA et CC
présentant des différences mineures
en terme de coûts d’exploitation, les
résultats des calculs pour les solutions
HVDC Light® s’appliquent indifféremment aux liaisons sous-marines CA et
CC. Les prix de gros de l’électricité
sont des prévisions alors que le cours
du quota d’émissions de CO2 pour la
région de référence est calculé sur un
horizon à 20 ans.
Les tableaux 5 et 6 reproduisent des
valeurs actualisées nettes estimatives
des coûts d’exploitation sur le cycle de
vie pour la Norvège et la région de ré9
Réduction des coûts d’exploitation sur le
cycle de vie avec les câbles électriques
sous-marins dans les six scénarios
Réduction des coûts
d’exploitation sur le cycle
de vie avec les câbles
électriques sous-marins
10
Référence
M US$
250 MW, 50 km
114
48
100 MW, 100 km
476
208
250 MW, 300 km
1189
514
Réduction annuelle des émissions de CO2
d’une plate-forme alimentée par câbles
sous-marins
Réduction annuelle des
émissions de CO2 de la
plate-forme
Norvège
Tonnes
Référence
Tonnes
250 MW, 50 km
114 975
153 300
100 MW, 100 km
459 900
613 200
250 MW, 300 km
11
Norvège
M US$
1 149 750 1 533 000
Réduction annuelle des émissions de NOx
d’une plate-forme alimentée par câbles
sous-marins
férence pour le couple 100 MW/100 km.
Ces montants sont élevés et pèsent
lourd dans le coût global de cycle de
vie (investissement + exploitation), surtout pour les installations neuves ou les
projets de réaménagement.
Les coûts d’exploitation sur le cycle
de vie en fonction de la puissance
(Norvège et région de référence) figurent aux tableaux 7 et 8 .
surcroît, renforce la sécurité opérationnelle. Si chaque projet doit faire
l’objet d’une analyse spécifique, les
scénarios présentés ici sont suffisamment parlants pour envisager cette
solution à la fois pour les nouveaux
projets et les installations existantes.
La technologie HVDC Light® d’ABB a
apporté la preuve de ses avantages et
devrait équiper un nombre croissant
de plates-formes dans les années à
venir.
Enfin, la réduction des coûts d’exploitation est significative pour les six
scénarios avec les liaisons sousmarines 9 . Il en va de même des émissions de GES des plates-formes 10 11 .
Les liaisons sous-marines :
une alternative séduisante
Les exemples montrent clairement
que l’alimentation électrique des
plates-formes offshore par des câbles
sous-marins est une solution à la fois
économique et écologique qui, de
Rahul Chokhawala
Anciennement chez ABB Process Automation
Oslo (Norvège)
[email protected]
Bibliographie
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installed on the gas platform Troll A, CIGRE, 2004
[2] Chokhawala, R., Maland, A., Nestli, T., 2004, DC transmission to offshore installations, The Journal of
Offshore Technology, 12, p. 4–10
Réduction annuelle des
émissions de NOx de la
plate-forme
Norvège
Tonnes
Référence
Tonnes
250 MW, 50 km
88
88
100 MW, 100 km
350
350
250 MW, 300 km
876
876
[3] Nestli, T. F., Stendius, L., Johansson, M. J., Abrahamsson, A., Kjaer, P. C., Des technologies de l’énergie
innovantes pour la plate-forme offshore de Troll, Revue ABB 2/2003, p. 15–20
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Energy Directorate (NVE) and Oil Directorate (OD) report
[7] Laird, B., Holm, M., Hauge, F., May 2007, Electrification of offshore platforms, Bellona Foundation report
56
Revue ABB 1/2008